DS-二氧化硫烟气治理技术在冶炼和火电工业中的应用
火力发电厂废气净化技术的研究与应用
火力发电厂废气净化技术的研究与应用火力发电厂是目前全球主要的电力来源之一，但其排放的废气却是环境污染的主要来源之一。
如何对火力发电厂的废气进行净化处理，保障环境的清洁和健康，是一个长期的研究和应用方向。
一、火力发电厂废气成分及污染物的来源火力发电厂通过燃烧化石燃料，如煤、油和气，产生大量的废气。
这些废气中主要包括含氮氧化物、二氧化硫、颗粒物等多种污染物质。
其中，含氮氧化物主要产生于锅炉内燃烧过程中，也受外部空气中氮气的影响；二氧化硫主要来自燃料中的硫元素和硫化物；颗粒物则是来自燃料的灰分和雾霾，以及燃烧过程中的固体颗粒。
以上污染物质都会对环境和人体健康造成影响，因此，我们需要对它们进行净化。
二、火力发电厂废气净化技术火力发电厂废气主要是通过烟囱排放，因此，我们可以采用一些净化技术，从源头上减少及减轻污染，最终实现清洁排放。
1.脱硫技术二氧化硫是火力发电厂废气中的主要污染物之一，因此，脱硫技术是减少二氧化硫排放的主要手段。
我们可以通过化学吸收、生物脱硫、氧化亚铁等方法对烟气进行脱硫，达到净化的效果。
2.脱硝技术含氮氧化物是另一种主要污染物，会对大气中的臭氧和PM2.5等其他污染物的形成贡献，同时也会造成人体对呼吸系统的损害。
因此，我们需要采取脱硝技术来减少含氮氧化物的排放。
常用的脱硝技术有选择性催化还原（SCR）、非选择性催化还原（SNCR）、可燃催化氧化等。
此外，还可以采用低氮燃烧技术，降低含氮氧化物的排放。
3.颗粒物净化技术颗粒物是造成环境和人体污染的主要来源，因此，我们需要采用颗粒物净化技术来减少其排放。
常用的方法有电除尘、布袋除尘和湿式电除尘等。
以上净化技术可以单独使用，也可以组合使用，以达到更好的净化效果。
三、火力发电厂废气净化技术的应用火力发电厂废气净化技术已被广泛应用于世界各地，特别是在一些严格的环保法规下，火力发电企业更需要采用净化技术来保证环保合规。
中国也在大力推进火力发电厂的净化技术进步。
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保火电厂作为重要的能源供应单位，虽然能够提供大量的电力，但同时也会产生大量的排放物，如二氧化硫和氮氧化物等。
这些排放物对环境和人体健康都有很大的影响，因此对火电厂排放物的控制和处理十分重要。
为了减少火电厂排放物对环境的影响，烟气脱硫脱硝技术被广泛应用。
烟气脱硫是指利用脱硫剂将燃煤过程中产生的二氧化硫进行转化或吸附，达到减少二氧化硫排放的目的。
常见的脱硫剂有石灰石、石膏、氨水等。
火电厂烟气脱硫技术主要有湿法脱硫和干法脱硫两种。
湿法脱硫是通过将脱硫剂喷入烟气中，与二氧化硫发生化学反应，形成硫酸盐或硫酸，然后被分离出来。
干法脱硫则是通过将脱硫剂喷洒在烟气中的粉尘上，使其与二氧化硫发生反应，并被分离出来。
这些脱硫技术可以达到较高的脱硫效率，减少二氧化硫的排放量。
烟气脱硝是指利用脱硝剂将烟气中的氮氧化物转化为氮气，从而减少氮氧化物的排放。
常见的脱硝剂有氨水和尿素等。
火电厂烟气脱硝技术主要有选择性催化还原法和选择性非催化还原法两种。
选择性催化还原法是在催化剂的作用下，利用氨水或尿素与氮氧化物发生还原反应，将其转化为氮气。
选择性非催化还原法则是在高温下，直接将氨气与氮氧化物进行反应，形成氮气。
这些脱硝技术能够有效减少氮氧化物的排放。
烟气脱硫脱硝技术的应用可以有效地减少火电厂的排放物排放量，减少对环境的污染。
它也是一种节能环保技术，因为这些脱硫剂和脱硝剂可以循环使用，不仅减少了对资源的消耗，还减少了处理过程的能耗。
烟气脱硫脱硝技术还可以减少大气污染物的形成，降低酸雨的产生，保护生态环境。
烟气脱硫脱硝技术也存在一些问题。
脱硫剂和脱硝剂的使用和处理都需要一定的成本，增加了火电厂的运营成本。
一些脱硫剂和脱硝剂可能对环境和人体健康造成一定的影响，需要进行合理的储存和处理。
烟气脱硫脱硝技术的操作和维护也需要一定的技术和人力投入。
火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用是减少排放物对环境和人体健康影响的重要手段，同时也是节能环保的举措。
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保随着工业化进程的不断加速，火电厂作为我国能源行业的重要组成部分，其排放的废气已经成为了环保问题的一个重大难题。
其中，烟气中的二氧化硫和氮氧化物是主要的污染物，直接影响人民群众的健康和生活质量。
因此，烟气脱硫脱硝技术被广泛应用于火电厂中，以达到节能环保的目的。
烟气脱硫技术主要是通过化学吸收法、湿式电除尘和烟气再循环等方法，将烟气中的二氧化硫进行吸收反应，将其转化为硫酸或其它物质，并将其分离出烟气。
其中，化学吸收法采用碱性溶液或其他吸收剂来吸收烟气中的二氧化硫，通过反应产生硫酸或硫酸盐，然后通过沉淀或过滤的方法将其从吸收剂中分离出来。
湿式电除尘法是通过电场的作用使颗粒物带负电荷、集成在正极上，脱离烟气。
这些技术主要的缺点是工程投资大、能耗较高、难以应用于高灰分和高硫分的烟气处理，同时对排放物中的重金属和其他有毒物质的影响也较大，因此逐渐被推向边缘。
而烟气脱硝技术主要是采用选择性催化还原（SCR）和非选择性催化还原（SNCR）两种技术。
SCR技术是利用添加到烟气中的还原剂在催化剂作用下与烟气中的氮氧化物发生反应，将其转化为氮气和水蒸气等无害物质，并将其从烟气中分离出来。
SNCR技术是通过使用尿素和其他还原剂，在适当温度下与烟气中的氮氧化物反应，将其还原成氮气和水蒸气等无害物质。
这些技术具有更加明显的节能和环保效果，同时对工艺条件要求不高，平均NOx去除率可以达到90%以上。
因此，对于火电厂来说，烟气脱硫脱硝技术不仅可以降低环境污染，同时也可以提高能源利用效率，以达到节能环保的目的。
此外，在烟气脱硫脱硝技术的应用过程中，还需要针对不同的烟气成分进行不同的处理，以确保不同的废气能够达到相应的标准。
同时，在技术应用过程中，还需要不断进行研究和创新，寻找更加高效和环保的新方法和技术，以进一步提高火电厂的环保水平和能源利用率。
电力工业大气污染治理技术在燃用煤过程中应用效果评估
电力工业大气污染治理技术在燃用煤过程中应用效果评估电力工业是生产和供应电力的行业，由于其能源来源主要是煤炭，导致了大量的大气污染物排放，如二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等。
为了减少燃用煤过程中的大气污染，电力工业采用了多种治理技术，这些技术的应用效果对环境质量和人类健康至关重要。
一、脱硫技术燃用煤时产生的二氧化硫是空气中主要的污染物之一，会造成酸雨、呼吸道疾病等问题。
脱硫技术通过对燃烧煤烟气进行脱硫处理，将二氧化硫转化为固体废渣或液体废水。
脱硫技术在电力工业中的应用已经取得了显著效果，空气中二氧化硫浓度得到了有效降低，大气环境质量得到了改善。
二、脱硝技术燃用煤时产生的氮氧化物是导致酸雨和臭氧污染的重要原因之一，对人体的健康和植物的生长也有很大的影响。
脱硝技术主要是通过添加脱硝剂延缓燃烧过程中的氮氧化物生成和释放，减少其排放量。
目前，电力工业中采用的脱硝技术有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）。
这些技术成功地降低了氮氧化物的排放量，减少了对大气环境的污染。
三、除尘技术燃用煤时产生的颗粒物是大气污染的重要来源，不仅影响能见度，还对人体健康产生极大的危害。
除尘技术通过对烟气进行过滤、静电沉降或湿式脱除等方式，有效地捕集和去除颗粒物。
这些技术的应用使得电力工业的烟气中颗粒物浓度大幅度下降，大气质量得到明显改善。
四、煤气化技术煤气化技术是将煤炭在高温和高压下转化为合成气（主要是一氧化碳和氢气）的过程。
与传统的直接燃烧相比，煤气化技术在减少大气污染物排放方面具有显著优势。
煤气化技术可以将煤中的硫和灰分转化为废渣，减少了二氧化硫和颗粒物的排放。
此外，合成气可以用作燃料或化工原料，可以替代燃烧煤炭产生电力，从而降低大气污染。
总体来说，电力工业大气污染治理技术在燃用煤过程中的应用效果是显著的。
脱硫、脱硝、除尘和煤气化技术的应用使得燃用煤产生的大气污染物排放量大大降低，有效地改善了大气环境质量。
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保火电厂作为目前我国主要的发电方式之一，其排放的烟气中含有大量的有害气体，其中二氧化硫和氮氧化物是主要的污染物之一。
对火电厂烟气进行脱硫脱硝处理，不仅是国家大力推进的节能减排政策的要求，也是保护环境、减少污染物排放的重要举措。
本文将从火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用以及其在节能环保方面的作用和意义进行探讨。
一、火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用1. 烟气脱硫技术烟气脱硫技术主要是指对烟气中的二氧化硫进行处理，使其转化为硫酸盐或元素硫，达到减少硫氧化物排放的目的。
目前，常见的烟气脱硫技术包括湿法石膏法、干法石膏法、氨法和双碱法等。
湿法石膏法是目前使用最为广泛的一种脱硫技术，其原理是通过将石灰石和石膏与烟气进行接触，利用化学反应将二氧化硫转化为硫酸盐，并最终以石膏的形式进行固化和处理。
2. 烟气脱硝技术烟气脱硝技术主要是指对烟气中的氮氧化物进行处理，使其转化为氮气和水蒸气，从而减少氮氧化物的排放。
目前，常见的烟气脱硝技术包括选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）等。
SCR技术是通过将氨气与烟气中的氮氧化物进行催化还原反应，将其转化为氮气和水，从而实现脱硝目的。
SNCR技术则是通过在高温下直接喷射氨水或尿素溶液与烟气中的氮氧化物进行非催化还原反应，将其转化为氮气和水，达到脱硝的效果。
二、火电厂烟气脱硫脱硝技术的节能环保作用和意义1. 节能减排火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用可以有效减少排放的二氧化硫和氮氧化物等有害气体，降低对大气环境的污染。
脱硫脱硝后的烟气中也不会再包含大量的二氧化硫和氮氧化物，可以减少对环境和人体的危害，保护生态环境和人们的健康。
2. 提高能源利用率烟气脱硫脱硝技术的应用可以提高火电厂的能源利用率。
传统的火电厂烟气中含有大量的二氧化硫和氮氧化物，这些物质既是污染物也是能源资源的浪费。
通过脱硫脱硝技术的应用，可以将烟气中的有害物质转化为固体产物进行处理，同时将废气中的能源回收利用，提高能源利用效率。
和利时 DCS 在发电厂烟气脱硫中的应用
和利时 DCS 在发电厂烟气脱硫中的应用摘要：发电厂在经营生产过程中产生的主要污染排放物为二氧化硫，这种污染物是致使酸雨、酸雾现象出现的重要原因之一。
为了改善污染物对环境与空气的影响，因此国家环保部门要求发电厂必须建立烟气脱硫设备，减少二氧化硫的排放量。
本文主要以杭州和利时自动化有限公司的DCS为例，研究和利时DCS在发电厂烟气脱硫中的实践应用，充分明确烟气脱硫控制系统中的实际工艺流程。
关键词：杭州和利时自动化有限公司；发电厂；烟气脱硫；应用引言火电生产过程主要是以燃料和氧气为基础进行燃烧，将燃烧产生的热能转换为电能的能量转换过程，在发电的过程中会不断排放出较多的有害气体与粉尘，其中排放烟气中主要污染物为二氧化硫。
二氧化硫在浓度处于1到5ppm范围时会散发出臭味，而对人来说，如果过度的吸入这一浓度的二氧化硫就会出现心悸、呼吸困难。
如果形成了硫酸烟雾，还会对人们的皮肤、咽喉等带来严重刺激与损伤。
另外，对于土壤与水体的污染程度也很严重。
基于此，发电厂按照国家环保要求建设脱硫装置系统，以此来减少二氧化硫的排放。
和利时自动化有限公司研发的DCS在杭州多个发电厂烟气脱硫中都发挥着重要作用。
一、发电厂烟气脱硫控制系统的工艺流程原理我国发电厂主要使用的是湿法、半干法、石灰石-石膏等等作为烟气脱硫的工艺方式。
在这些方式中，石灰石-石膏法是主要的技术，在烟气脱硫整体工艺的设计中，石灰石-石膏法也是烟气脱硫系统创建过程中所围绕的中心。
（一）石灰石-石膏湿法烟气脱硫原理这一脱硫原理的主要流程包括：使用湿式球磨机把石灰石磨成粉末，将其与工艺水混合制成石灰石浆液，用做脱硫剂备用。
吸收塔底部连接引风机，促使锅炉燃烧的烟气逆向进入吸收塔中。
另一端使用石灰石对其进行自上而下的喷淋。
发挥湿式石灰石浆液，过滤烟气中的含硫物质。
石灰石--石膏脱硫的主要原理是使水与二氧化硫发生一定的化学反应，生成H2SO3，最终形成H+与HSO3-，H+与HSO3、O2发生反应之后又形成了H+与HSO42-，在此过程中石灰石的组成成分CaCO3也与H+和水发生作用之后生成Ca2+，最后SO42-与Ca2+发生反应之后生成了CaSO4 2H2O,也就是石膏。
火电厂烟气污染治理技术
火电厂烟气污染治理技术近年来，烟气治理技术在火电厂的应用越来越受到重视。
火电厂是我国能源行业中最重要的部分之一，它们的燃烧过程不仅产生了大量的电能和热能，同时也产生了大量的污染物，如二氧化硫、氮氧化物和悬浮颗粒物等，这些污染物对环境和健康产生不可忽视的危害。
因此，对火电厂的烟气污染治理技术的研究和应用显得尤为重要。
在本文中，我们将详细地介绍火电厂烟气污染治理技术，并着重探讨一些常用的技术和其优缺点。
1. 脱硫技术二氧化硫是火电厂燃烧煤炭产生的主要污染物之一，长期以来，脱硫技术被广泛应用于火电厂中，可有效减少二氧化硫排放。
广义的脱硫技术可以分为湿法和干法两种，湿法脱硫技术是指在烟气中添加一些化学试剂，与二氧化硫反应生成硫酸盐，从而将二氧化硫排放量降低。
而干法脱硫则是采用固体吸附剂吸附二氧化硫，在吸附剂饱和之后更换吸附剂，达到脱硫的目的。
在脱硫技术的选择方面，湿法脱硫技术具有脱除效率高、成本低等优点，但是会产生一些副产品，需要进行处理。
而干法脱硫技术则具有操作简单、寿命长等优点，但其脱硫效率相对较低。
2. 脱硝技术氮氧化物是另一种火电厂排放的主要污染物，它们对大气环境和人类健康的影响也同样不可忽视。
就脱硝技术而言，从广义上讲，可以分为选择性催化还原（SCR）、非选择性催化还原（SNCR）、低氧燃烧等多种技术。
具体来看，SCR技术需要将脱硝剂与氮氧化物反应，生成氮气和水，从而减少氮氧化物的排放量；而SNCR技术是利用一系列还原剂，使氮氧化物在高温下分解成氮气和水，SNCR技术具有操作简便，控制成本低等优点。
低氧燃烧技术则是采用一些特殊的燃烧方法，将燃烧室内部的氧气浓度降低，从而降低氮氧化物排放量。
不同的技术在不同的情景下，具有着不同的优劣性。
3. 烟气除尘技术烟气中的悬浮颗粒物是对环境和人类健康极其不利的一项污染物。
因此，在火电厂中，除尘技术也变得越来越重要。
火电厂中主要采用的除尘技术有电除尘和过滤除尘，电除尘是利用带电的金属板收集悬浮在烟气中的颗粒物，而过滤除尘则是通过布滤器等材料将烟气中的颗粒物捕捉下来。
二氧化硫排放控制技术在火电厂中的应用研究
二氧化硫排放控制技术在火电厂中的应用研究一、引言火电厂是我国电力供应的主要来源之一。
然而，火力发电会排放大量的污染物，对环境造成严重影响。
其中，二氧化硫（SO2）是一种常见的大气污染物，它会对大气、土壤、水体和人体健康等造成危害。
因此，对火电厂的二氧化硫排放控制至关重要。
二、二氧化硫排放的危害火力发电过程中，燃烧煤炭会产生二氧化硫，其主要危害包括以下几个方面：1. 大气污染：二氧化硫排放会使空气中的SO2浓度升高，对人体健康和环境造成危害。
2. 酸雨：二氧化硫会与水汽和氧气凝结形成二氧化硫溶解度高的硫酸 aerosol，这些气体和Aerosol会运行到大气中的其他区域，形成酸性降水，导致大气污染和环境恶化。
3. 生态危害：酸性降水会对水源和生态系统造成破坏，导致水体污染、植被死亡等问题。
三、二氧化硫排放控制技术分类为了控制火电厂的二氧化硫排放，常用的控制技术包括以下几种：1. 燃烧技术：通过改善煤的燃烧条件，减少二氧化硫的形成。
2. 清洁煤技术：采用低硫或超低硫含量的煤，减少二氧化硫的形成。
3. 排放后处理技术：通过加装烟气脱硫装置，将烟气中的二氧化硫去除。
四、二氧化硫排放控制技术施工情况为了降低二氧化硫的排放浓度，许多火电厂使用了烟气脱硫技术。
1. 石灰-石膏法石灰-石膏法是一种成熟的烟气脱硫技术。
其原理是通过将熔融钙、水和空气反应，生成氧化钙和钙氢氧化物，并在烟气中喷洒粉末，与烟气中的SO2反应生成硫酸钙水合物，最终形成半干式悬浮液，达到脱硫目的。
2. 海藻酸钙法海藻酸钙法是一种新型的烟气脱硫技术。
其原理是通过将海藻酸和钙盐以一定的摩尔比混合，产生海藻酸钙沉淀，并将其喷入烟气中，在烟气中形成丰富的基质，使SO2和海藻酸钙充分反应，达到脱硫目的。
5. 二氧化硫排放控制技术的发展趋势在未来，二氧化硫排放控制技术将逐渐升级。
其中，一些新型技术已经得到实验室的验证，如采用金属/非金属化合物材料、超声波、等离子体、光解等技术，这些技术在提高脱硫效率、降低耗能、减少化学副产品等方面发挥了积极作用。
DCS在火力发电厂脱硫系统中的应用
徐 鹏 （ 汉龙 净环保 工程 有 限公 司 ， 北 武 汉 ４ ０ ７ ） 武 湖 ３ ０ ０
摘
要
Ｄ ＣＳ在 自动 化 领 域 的 应 用 已经十 分 普 及 ， 细介 绍 了 Ｄ Ｓ在 火 力发 电厂 脱 硫 处理 系统 中 的具 体 应 用 的 配 置 方 案 。并 详 Ｃ
提 供 了详 细 运 行 指标 ， 后说 明 了系统 运 行 的 效 果 ． 最 ． 关 键 词 ： ＣＳ， 硫 处 理 Ｅ Ｆ ＮＴ ＤＰ Ｄ 脱 ＤＰ — ， Ｕ
力求简单 、 靠 、 可 先进 ；
在本 项 目中采 用 的是 北京 国电智 深 Ｅ Ｐ — Ｔ分 散控 制 系统 Ｄ ＦＮ 来实现 ４ ３０ ｘ ３ ＭＷ 锅 炉 烟气 脱 硫 处 理 的 集 中监 视 操 作 和分 散 控 制 。整 个方 案设 计 以确 保机 组 安全 、 定 、 靠 、 稳 可 经济 运行 为 目的 。
２ １本 工 程 Ｅ Ｐ — Ｔ分 散 控 制 系 统 实 现功 能 ． Ｄ Ｆ Ｎ 在 脱 硫 集 中控 制室 内通 过 操 作 员 站 对 脱 硫 工 艺 设 备 进 行 集 中监 视 操 作 、 散 控 制 。 Ｄ Ｆ Ｎ 分 Ｅ Ｐ — Ｔ分散 控 制 系统 控 制 功 能 划分 ： 数 据 采 集 功 能 （ Ａ 、 拟 量 控 制 功 能 （ Ｓ 、 序 控 制 功 能 Ｄ Ｓ） 模 ＭＣ ） 顺
DCS 在火力发电厂脱硫系统中的应用及实施
DCS 在火力发电厂脱硫系统中的应用及实施发表时间：2020-09-02T16:16:34.223Z 来源：《当代电力文化》2020年3月第9期作者：王伟强[导读] 进入新时代以来，我国的科学技术水平不断进步，DCS开始被应用在各行各业。
火力发电厂发电的主要途径是燃煤摘要：进入新时代以来，我国的科学技术水平不断进步，DCS开始被应用在各行各业。
火力发电厂发电的主要途径是燃煤，而燃煤过程中有害气体的排放是难以避免的，尤其是二氧化硫，若无法有效控制及处理排放的有害气体，将会对大气造成极为严重的污染。
基于此，本文探讨了DCS在火力发电厂脱硫系统中的应用及实施，并说明了系统运行的效果。
关键词：DCS控制系统；火力发电厂；烟气脱硫；模拟量控制系统；顺序控制系统引言火力发电厂是指在燃烧产生热量的作用下进行发电，而燃烧过程中产生的烟气含有SO2、烟尘等有害物质，对人们的身体健康、大气环境等造成了严重的不良影响，严重时甚至会出现酸雨，加大破坏的范围。
因此，有必要加强对火力发电厂中烟气的脱硫处理，将DCS合理应用到烟气脱硫控制系统中，使得整体烟气脱硫控制的技术水平不断提升。
1火电厂脱硫技术概述火力发电在我国现阶段的电力行业中仍然占据主要的地位,如何在保证发电效率的前提下提高其对环境的利好性也是业内的研究重点。
烟气脱硫是世界范围内应用最广的火电厂废气脱硫处理方式,其中又以石灰石一石膏湿法脱硫技术最为常见。
与其他烟气脱硫技术相比,石灰石一石膏湿法脱硫所需要的材料较为容易获得,脱硫的成本更低,有利于保证火电厂的经济效益。
此外,由于该技术目前的发展和应用己经较为成熟,因而系统运行较为稳定,脱硫的效果也可以得到保证,而且实现了废弃物零排放。
脱硫过程中所产生的副产品还可以作为建筑材料,有利于火力发电厂综合效益的提升。
石灰石一石膏湿法烟气脱硫的环保性和技术成熟程度己经得到了国内外众多权威部门和学术专家的认可。
结合我国实际的经济发展状况以及电力行业发展情形来看,石灰石一石膏脱硫技术无疑是比较合理的火电厂脱硫技术选择。
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DS -二氧化硫烟气治理技术在冶炼和火电工业中的应用Flue G as Treatment T echnology of DS 2SO 2Used inMetallurgy and F ossil 2fired P ower Plant高鹏飞,刘常胜(宁波东方环保设备有限公司,浙江 宁波 315301)摘要:介绍了DS -多相反应器脱硫的工作原理,综合分析该脱硫装置的合理性、可靠性、经济性、实用性,并结合现场脱硫装置的实际运行情况,探讨了DS -二氧化硫烟气治理技术在冶炼和火电工业应用的可行性及发展前景。
关键词:脱硫装置;DS -多相反应器;应用[中图分类号]X 701.3 [文献标识码]B [文章编号]1004-7913(2004)04-0027-04 我国是二氧化硫排放大国,但我国的环保产业还相对落后,特别是火力发电厂的烟气脱硫工程绝大多数是引进国外技术和成套脱硫设备。
因此,我国急需开发自己的脱硫技术,实现脱硫装置国产化。
DS -二氧化硫烟气治理技术是宁波东方环保设备有限公司自主研发的脱硫新技术,已取得3项发明专利和2项实用新型专利,被列为2001年和2002年国家重点技术创新项目、2003年国家重点环境保护实用技术。
2001年6月,宁波东方冶炼厂建成第一套DS -二氧化硫烟气治理装置,已运行2a 。
本文根据装置的运行情况,对该技术及设备的可行性、可靠性和推广前景进行综合分析与说明。
1 DS -脱硫装置的工艺流程及运行状况宁波东方冶炼厂有一条年产3万t 粗铜的生产线,该生产线采用一种低硫复杂铜精矿来冶炼,铜精矿含硫8%～15%,在烧结过程中产生的烟气中含S O 2(8157～2816)×104mg/m 3(标准状态下),在每年约1个月的返粉(含硫<015%)回用期间的S O 2浓度约2228mg/m 3(标准状态下)。
烧结烟气量为(116～212)×105m 3/h (工况)。
该厂采用DS -脱硫装置对此烟气进行处理,工艺流程见图1。
图1 宁波东方冶炼厂DS -二氧化硫烟气治理技术工艺流程简图 1———除尘系统;2———增压风机;3———吸收塔组;4———脱硫循环泵;5———水力旋流分离器;6———DS -袋式过滤器;7———渣浆泵;8———板框过滤机;9———皮带运输机;10———调浆槽;11———分级机;12———球磨机;13———定量给料皮带;14———吸收剂贮槽;15———循环水池;16———石灰消化机;17———石灰浆液槽;18———中和槽722004年第4期 东北电力技术 宁波东方冶炼厂净化车间DS-脱硫装置包括4个部分,即渣浆制备系统、吸收系统、中和过滤系统、工艺循环水系统。
工艺过程采用计算机控制系统控制。
111 渣浆制备系统吸收剂采用该厂的铜冻炼炉渣,研磨成细度250目粉末,调制成吸收渣浆,渣浆pH值710左右。
铜冶炼炉渣主要成分见表1。
表1 铜冶炼炉渣主要化学成分%成分Cu Zn FeO S iO2CaO M gO Al2O3含量01342818271722121512 吸收剂有效成分主要是CaO、MgO、ZnO和部分FeO。
使用铜冶炼炉渣吸收S O2是我公司专利发明。
铜冶炼炉渣和补充水按比例计量加入球磨机,研磨成含固量70%左右的渣浆,再与工艺循环水混合稀释成含固量10%的渣浆,经螺旋分级机分级,粗颗粒从机头返回球磨机重新研磨,细颗粒渣浆流进渣浆槽,通过渣浆输送泵送至吸收系统。
112 吸收系统吸收设备采用我公司专利产品DS-多相反应器,采用三级串联组合,视入口烟气中S O2浓度的不同分别开启1级、2级或3级,一般情况下采用2级吸收。
烟气依次流过1号、2号、3号多相反应器,与并流加入的吸收剂料浆在反应器内充分接触,S O2被渣浆吸收。
烟气经吸收、除雾后,降温至45℃左右,直接从烟囱排放。
烟囱内壁作防腐处理。
吸收渣浆从3号多相反应器循环槽加入,以溢流方式依次流入2号、1号多相反应器循环槽,循环吸收后,pH值控制在415左右,流入过滤系统。
吸收系统安装了CE MS烟气排放连续监测系统,对烟气S O2浓度、温度、压力、流量进行连续监测。
113 中和过滤系统根据最终产物的用途,在过滤前用石灰浆液进行中和处理,将pH值调为710～810。
中和反应可调整渣浆颗粒的结构,提高过滤速度,使渣浆能适合“本肥”生产工艺要求(本工艺的最终产物可作为土壤改良剂,称为“本肥”)。
中和后渣浆经水力旋流器分级,上清液一部分返回3号多相反应器循环槽作预加晶种;一部分进入DS-袋式过滤机,滤液流入循环水池,袋式过滤器与水力旋流器底流浓浆一起送至板框压滤机过滤。
滤渣用于“本肥”生产,滤液流至循环水池。
114 工艺循环水系统流入循环水池的滤液经循环水泵分别送入渣浆制备系统和石灰消化机调浆,全系统无废水排放。
115 电气及控制系统宁波东方冶炼厂DS-脱硫装置的总装机功率640kW,实际出力功率500kW左右。
工艺过程控制是通过计算机控制系统完成。
烟气流量和S O2浓度发生变化时,计算机根据出口S O2浓度与设定值进行比较,自动调节炉渣的加入量、渣浆浓度和渣浆循环量。
根据各循环槽、中和槽、中间贮槽的液位与设定值比较,自动调节工艺循环水和补充水流量。
渣浆制备系统分为手动控制和自动控制,通过P LC连锁控制系统开、停车顺序。
板框压滤机工作过程控制采用P LC程序控制。
宁波东方冶炼厂的DS-脱硫装置投入运行已2 a,运行状况十分稳定,系统投运率高于97%,脱硫效率高于98%,S O2治理费仅420元/t(“本肥”生产产生的效益尚未计入)。
DS-脱硫装置主要技术指标:空塔气速:515m/s液气比:610～810L/m3吸收液pH值:410～510渣浆浓度:10%～15%系统阻力:2250～3 300Pa2 DS-脱硫装置设计的理论基础钙基吸收剂脱硫的反应速度取决于4个速度控制步骤,即S O2吸收、HS O-3氧化、吸收剂溶解和石膏的结晶。
211 SO2吸收S O2+H2O H2S O3H2S O3H++HS O3-HS O3-H++S O32-根据“双膜”吸收理论,S O2在水中属中等溶解度气体,亨利系统m值中等,传质速度受气膜、液膜控制,当吸收液中溶入了吸收剂,S O2在液膜内与Ca2+反应被迅速消耗,液膜扩散阻力迅速下降,化学吸收增强因子E取决于吸收化学反应的速度。
气膜控制吸收可以通过增大气液接触面积来提高吸收速率。
212 H SO-3氧化HS O-3+1/2O2→HS O4-在pH值为415～515时,吸收剂中杂质Mn2+对氧化反应起催化作用。
82东北电力技术 2004年第4期213 吸收剂的溶解吸收剂溶解分5步进行:a. H+、S O42-向吸收剂表面扩散(外扩散);b. H+、S O42-从吸收剂表面向内扩散(内扩散);c. H+、S O42-与吸收剂发生化学反应(化学反应控制);d. Ca2+、CaS O4从吸收剂内部向表面扩散(内扩散);e. Ca2+、CaS O4从吸收剂表面向溶液中扩散(外扩散)。
扩散的动力是分子、离子的浓度差,液体内部、液体与固体之间的相对运动能强化分子、离子的扩散,从而加速在吸收剂的溶解和在其表面、内部发生的化学反应。
减小吸收剂的粒径能增加吸收剂的比表面积,减小内扩散的阻力。
214 石膏的结晶Ca2++S O42-+2H2O→CaS O4・2H2O结晶过程应控制过饱和度,防止发生结垢和产生吸收剂包裹现象。
DS-脱硫装置在设计上主要从3个方面提高吸收反应速度。
a. 增大气、液两相接触面积,强化气相、液相间传质。
b. 强化液体内、液体与固体间的相对运动,提高吸收剂溶解速度和化学反应速度。
c. 控制石膏的结晶速度。
3 DS-多相反应器的工作原理DS-多相反应器是DS-脱硫装置的核心设备。
该设备采用气、液并流吸收,液体在反应器内部的分液、导流构件的作用下,被分散成多层液膜,同向流动的烟气在一次次通过液膜时,将液膜拉薄,并雾化成一定粒度的小雾滴,强化气、液间的传质。
吸收液形成的液膜和雾滴在多相反应器中不断地改变流速和流向,液体内、液体与固体间发生强烈的相对运动,加速分子、离子的扩散,从而提高反应速度。
多相反应器是由若干操作单元组成,在设计选型时,根据烟气中S O2初始浓度,空塔操作气速,液气比,吸收剂浓度确定多相反应器所需操作单元数。
根据烟气流量和空塔操作气速计算反应器截面积,确定并联反应器组数。
宁波东方冶炼厂DS-多相反应器是由3个多相反应器吸收塔体串联而成,每个多相反应器吸收塔由3个操作单元组成。
在烟气S O2浓度不超过17142mg/Nm3时,第3组吸收塔循环装置通常不启动。
在2a的运行中,S O2吸收效率稳定在98%以上。
4 针对脱硫系统运行稳定性、经济性的设计 411 防止结垢措施结垢是钙基吸收剂湿法脱硫中的一个很普遍的问题,不论采取哪种形式的吸收装置都不能回避这个问题。
成功解决结垢问题是决定脱硫系统稳定运行的关键。
当吸收液pH值>612时,容易形成CaS O3・1/ 2H2O软垢和CaC O3软垢。
控制吸收液呈酸性可防止软垢形成,但仍可能形成CaS O4硬垢。
CaS O4结晶过程主要分2个阶段,即晶核形成阶段和晶体成长阶段。
如果溶液中有足够的晶种,在吸收塔中形成的CaS O4就围绕晶种成长,不会在反应器器壁上结垢。
如果吸收液中晶种不足,CaS O4过饱和程度较大时,溶液中自生大量晶种,这些晶种会附着在溶液流速较慢的器壁上,并成为CaS O4的结晶中心形成结垢。
宁波东方冶炼厂脱硫装置采用自然氧化法。
针对结垢问题采取了以下措施:控制循环吸收液pH 值为410～510,将水力旋流器上清液返回吸收液循环槽作预加晶种,可以防止结垢。
多相反应内部构件简单,避免形成容易结垢的死区。
渣浆循环管中流速控制在510～610m/s以防止管内结垢。
在宁波东方冶炼厂2a的运行过程中,无明显结垢现象。
针对电厂的脱硫装置设计,我们将采取强制氧化吸收工艺,在吸收液循环槽底鼓入空气,将CaS O3氧化成石膏,循环槽中固体含量较高,晶体成长占优势,能避免结垢现象产生,同时还能提高石膏质量。
412 防腐耐磨措施脱硫设备不仅要经受酸、碱交替腐蚀,同时还要经受渣浆的磨损。
因此,防腐蚀和磨损也是脱硫工程中必须解决的问题。
宁波东方冶炼厂使用的DS-多相反应器是用改性高分子材料加工而成,这是世界上第一套全塑结构大型S O2烟气吸收塔,其防腐、耐磨性能远比金属材料防腐衬里优良。
经2a的运行,设备磨损量很小。
喷头的磨损是湿法922004年第4期 东北电力技术喷淋吸收中的又一个难题,由于DS-多相反应器独特的分液设计,不需安装喷头,避开了喷嘴磨损、堵塞的问题。